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文檔簡介
1、頁巖氣水平井鉆完井技術,前 言,頁巖氣是一種特殊的非常規(guī)天然氣。是賦存于泥巖或頁巖中的天然氣,具有自生自儲、無氣水界面、大面積連續(xù)成藏、低孔、低滲、無天然裂縫等特征,一般無自然產能或低產。頁巖氣資源儲量豐富,但開發(fā)難度大。隨著常規(guī)天然氣的衰竭以及油氣價格的上漲,以及開發(fā)技術的進步,頁巖氣已逐漸成為開發(fā)的熱點。,開發(fā)成本逐漸增大,更高質量的資源,新技術新方法的應用,截止線是變化的(基于油氣價格的變化),常規(guī)油氣資源(易開發(fā)的只占小部
2、分) 目前逐漸衰竭,非常規(guī)油氣資源(大部分儲量開發(fā)較困難) (日益成為開發(fā)熱點),,,,提 綱,,,難點分析,二,,,殼牌頁巖氣鉆井情況,四,,川慶頁巖氣鉆完井情況,三,,,國內外頁巖氣鉆井現(xiàn)狀分析,一,下步工作方向,五,我國頁巖氣可采資源量約為26×1012m3,接近常規(guī)天然氣資源儲量,資源價值、社會價值巨大。,一、國內技術現(xiàn)狀,國內外頁巖氣鉆井現(xiàn)狀分析,我國三種天然氣資源對比圖,我國頁巖氣開發(fā)還處于探索階
3、段,僅四川、松遼、伊通盆地有幾口井開始試氣,初產在1000立方米左右;目前國內頁巖氣藏開發(fā)還存在單井產量低,生產周期長,產量遞減快,資金回收慢等問題,阻礙了頁巖氣藏工業(yè)化開發(fā)步伐!,2009年中國石油與Shell合作開發(fā)四川富順—永川區(qū)塊的頁巖氣項目正式啟動;同時,西南油氣田分公司在威遠、長寧等地區(qū)大量部署頁巖氣勘探開發(fā)井位,并進行了5口井的先導性試驗。,國內外頁巖氣鉆井現(xiàn)狀分析,四川盆地寒武系筇竹寺組、志留系龍馬溪組頁巖地層中蘊藏有豐
4、富的頁巖氣資源。據(jù)初步估算,兩個組的頁巖氣資源就可以和整個四川盆地的常規(guī)天然氣資源總量相媲美。,我國頁巖氣分布圖,試驗井數(shù)據(jù)統(tǒng)計表,二、國外技術現(xiàn)狀,國內外頁巖氣鉆井現(xiàn)狀分析,美國天然氣與頁巖氣產量 ×108m3,美國2009年頁巖氣產量達到了878×108m3,占到了天然氣年產量的14%左右,超過2009年我國常規(guī)天然氣的年產量(874.5×108m3)。,全球對頁巖氣的開發(fā)并不普遍,僅美國和加拿大在這
5、方面做了大量工作。其中,美國已進入頁巖氣開發(fā)的快速發(fā)展階段,加拿大商業(yè)開采還處于起步階段。美國頁巖氣開發(fā)有80多年的歷史,參與的石油企業(yè)從2005年的23家發(fā)展到2007年的64家,頁巖氣產量也逐年提高。,美國頁巖氣藏開發(fā)歷史經(jīng)歷了四個階段:1981~1985年,主體技術為直井、泡沫壓裂、氮氣輔助;1985~1997年,主體技術為直井、膠聯(lián)壓裂、氮氣輔助、 降濾失劑、表面活性劑,1998~2003年,主體技術為直井、清水加砂壓裂;200
6、3~至今,主體技術為水平井、清水壓裂 。,國內外頁巖氣鉆井現(xiàn)狀分析,美國巖頁氣開發(fā)的技術歷程,1、國外鉆井方式,,,隨著2002年Devon能源公司沃斯堡盆地的7口Barnett頁巖氣試驗水平井取得巨大成功,業(yè)界開始大力推廣水平鉆井,水平井已然成為頁巖氣開發(fā)的主要鉆井方式。根據(jù)美國Barnett區(qū)塊開發(fā)經(jīng)驗,水平井最終評價的開采儲量是直井的3倍以上,成本只相當于直井的1.5倍,此外頁巖氣井初始產量與最終總產量也有很大關系。,國內外頁巖氣
7、鉆井現(xiàn)狀分析,穩(wěn)定產量14000m3/d,美國Barnett頁巖氣單井產量低,生產壽命長達30~50年,Barnett直井與水平井數(shù)量對比,此外Devon能源公司開始實驗一種新的稱為“simo-frac”的鉆井模式,即鉆探2口水平井,間隔152~305m,并且同時壓裂兩口井,取得了較好的測試效果。,北美“simo-frac”鉆井模式與常規(guī)垂直鉆井模式對比,國內外頁巖氣鉆井現(xiàn)狀分析,EOG公司頁巖氣藏開發(fā)以叢式井組為主,每井組一般3~6口
8、水平井,水平段長一般1000~1500m,兩水平井之間井距150m;井眼軌跡設計為“勺型”井眼,以實現(xiàn)盡可能大的水平段長度和儲層接觸面積,水平段微微上翹,便于排水,采用伽馬+MWD進行水平井地質導向。,頁巖氣藏“勺型”井眼水平井眼設計,國內外頁巖氣鉆井現(xiàn)狀分析,美國EOG公司巖頁氣水平井數(shù),沃斯堡盆地Barnett頁巖氣藏的開發(fā)先后經(jīng)歷了直井小型交聯(lián)凝膠或泡沫壓裂、直井大型交聯(lián)凝膠或泡沫壓裂、直井減阻水力壓裂與水平井水力壓裂等多個階段,
9、增產效果逐步提高,充分顯示了壓裂技術對增產的重要作用。,壓裂新技術對改善Barnett頁巖氣井生產動態(tài)圖,國內外頁巖氣鉆井現(xiàn)狀分析,Barnett頁巖氣區(qū)C.W.Slay1號井壓裂產量統(tǒng)計,2、國外完井方式,水平井的成本一般是直井的1.5倍,800~1000m水平段的常規(guī)水平井鉆井及完井投資約為700萬美元,而產量是垂直井的3倍左右。目前85%的頁巖氣開發(fā)井為水平井+多段壓裂,多段壓裂可以獲得更多的裂縫,從而產生更多的泄流通道;美國新田
10、公司在Woodford頁巖中的部分開發(fā)井采用5~7段式壓裂,增產效果顯著;Shell在潘恩代爾頁巖氣田的開發(fā)中采用了24段壓裂。,阿科馬盆地Woodford頁巖氣井產量表,水平井20段壓裂裂縫示意圖,國內外頁巖氣鉆井現(xiàn)狀分析,(1)、水平井+多段壓裂技術的大規(guī)模成功應用,該技術是用清水添加適當?shù)臏p阻劑作為壓裂液來替代通常使用的凝膠壓裂液,可以在不減產的前提下節(jié)約30%的成本,在低滲透油氣藏儲層改造中取得很好的效果,采用清水壓裂獲得的產量
11、是采用凝膠壓裂產量的1.5倍。,清水壓裂技術與凝膠壓裂技術產量對比,國內外頁巖氣鉆井現(xiàn)狀分析,采用水基壓裂液技術后, Devon能源公司對較老的Barnett頁巖氣井(特別是1990年底以前完成的氣井)重新實施了增產措施,極大地提高了采收率,增幅有時可達2倍或更高。,(2)、清水壓裂技術(water-fracs),這項技術是近幾年在沃斯堡盆地Barnett頁巖氣開發(fā)中成功應用的最新壓裂技術。通過同時對兩口(或兩口以上)的井同時進行壓裂,
12、采用使壓力液及支撐劑在高壓下從1口井向另1口井運移距離最短的方法,來增加壓裂縫網(wǎng)絡的密度及表面積。目前已發(fā)展到3口、甚至4口井間同時壓裂。,國內外頁巖氣鉆井現(xiàn)狀分析,壓裂后,頁巖儲層中簡單的裂縫系統(tǒng)可能會因為原地應力和應力方向的不同而行成復雜裂縫系統(tǒng)。這種裂縫系統(tǒng)極大的擴大的接觸面積,對于頁巖氣中的吸附氣和自由氣的釋放起到很好的作用。,裂縫系統(tǒng)的復雜性,(3)、同步壓裂技術(simo-fracturing),,,,提 綱,,,難點分析
13、,二,,,殼牌頁巖氣鉆井情況,四,,川慶頁巖氣鉆完井情況,三,,,國內外頁巖氣鉆井現(xiàn)狀分析,一,下步工作方向,五,難點分析,中國頁巖氣藏的儲層與美國相比有所差異,如四川盆地的頁巖氣藏埋深要比美國深,美國的頁巖氣層深度在800~2600m,而四川盆地的頁巖氣層埋深在1500~3500m。頁巖氣藏埋深的增加無疑在我們本不成熟的技術上增添了難度。此外還存在較多工程難點: 地層出露老、可鉆性差,機械鉆速慢,單只鉆頭進尺少; 上部地層出水、下
14、部地層井漏,氣體鉆井受到限制,治漏花費大量時間; 井壁失穩(wěn)導致井下復雜,縱向上孔隙、裂縫發(fā)育; 國內頁巖氣藏大延伸水平井固井和增產改造技術技術尚無先例。,1、美國鉆井設備簡化與規(guī)?;_采模式難以照搬,EOG公司Barnett頁巖鉆井裝備、技術配套及指標情況,EOG公司Barnett頁巖鉆井裝備,EOG公司通過鉆井裝備、技術的改進,水平井鉆井周期由2005年的30天縮短到了2009年的17天,難點分析,Barnett頁巖氣鉆井現(xiàn)場地勢
15、平坦,Barnett頁巖氣典型的叢式井組需2~5英畝(約 8000~20000m2) 每個井場4~8口井; 在允許的條件下可鉆12~16口井。,井場分布方案1,井場分布方案2,難點分析,四川盆地頁巖氣藏剖面,四川盆地的頁巖氣鉆經(jīng)層位含硫化氫,需探索簡化鉆井設備的可行性。 四川盆地只能因地制宜修建井場,難以照搬美國每開批鉆的模式。,,鉆經(jīng)地層含有硫化氫,四川盆地頁巖氣井場地勢起伏,難點分析,2、四川盆地威遠、長寧構造上部地層易
16、斜,以威201-H1井為例,該井直井段,特別是進龍?zhí)兜貙雍?,井斜增長快,鉆進至井深1135m時,井斜已達14.25°,為下部井眼軌跡控制帶來一定難度。,鉆具組合:,鉆井參數(shù):鉆壓20~30kN,轉數(shù)90rpm,排量35l/s。,難點分析,,茅口~棲霞含黃鐵礦、燧石結核,羅漢坡~筇竹寺含石英、燧石,軟硬交錯嚴重,可鉆性差,鉆速普遍較低。 威201井茅口組→羅漢坡→遇仙寺→九老洞井段使用牙輪鉆頭16只,進尺746.58m,平均
17、機械鉆速1.39m/h。 寧201井出露地層老,巖性致密、堅硬,可鉆性差,牙輪鉆頭機械鉆速低,表層僅為2.47m/h。茅口組含礈石、黃鐵礦,探索了PDC鉆頭,使用不理想。 寧203井出露地層老,用φ660牙輪鉆頭鉆進可鉆性極差,機械鉆速極低,0~25.5m井段機械鉆速僅為0.89m/h。二開φ444.5㎜牙輪鉆頭空氣鉆平均機械鉆速僅1.41m/h。,3、地層出露老、可鉆性差,機械鉆速慢,單只鉆頭進尺少,難點分析,4、龍?zhí)?、大乘寺及?/p>
18、馬溪等層位井壁垮塌嚴重,1)龍?zhí)朵X土質泥巖極易水化膨脹,引起垮塌。,抑制能力(100℃×3.5MPa高溫高壓線性膨脹實驗),難點分析,2)頁巖地層巖性硬脆、層理發(fā)育,且存在一定垮塌周期,因此,在鉆井過程中極易出現(xiàn)垮塌。,頁巖地層層理結構圖,難點分析,龍馬溪組與筇竹寺組脆性剖面,筇竹寺,脆性指數(shù),龍馬溪,頁巖性脆——容易出現(xiàn)掉塊和破碎性垮塌。,龍馬溪組和筇竹寺組的平均脆性特征參數(shù)值分別為46和55。,筇竹寺,龍馬溪,難點分析,頁
19、巖對流體敏感性強——水基鉆井液長時間浸泡易導致頁巖膨脹,出現(xiàn)垮塌。,難點分析,威201-H1井盡管采用了油基防塌鉆井液體系,并逐步提高鉆井液密度,但在龍?zhí)逗妄堮R溪頁巖層段仍然存在井壁垮塌,高密度段塞舉出垮塌物約35m3。,龍?zhí)朵X土質泥巖垮塌物,龍馬溪底部黑色頁巖,龍馬溪上部灰綠色頁巖,龍?zhí)督M井徑測試曲線,難點分析,5、表層等多個層位存在有進無出漏失,個別層位氣體鉆產水。,長寧、威遠區(qū)塊表層井漏統(tǒng)計,難點分析,威201-H1井主要漏失情況
20、,難點分析,威遠、長寧主要產水情況,難點分析,6、地層變異大,電測分層梁山底較設計提前34.56m,(1)、威201-H1井棲霞~梁山組地層埋深變異大,地層傾角不確定,給下部井眼軌跡控制帶來較大難度。,(2)、龍馬溪儲層地層傾角變化大,儲層跟蹤鉆進具有一定難度。,,標志層位分層數(shù)據(jù)表,難點分析,7、地層疏松,井壁容易形成臺階,龍馬溪頁巖地層疏松,可鉆性好在劃眼過程中極易形成臺階甚至新井眼,威201-H1井(井深2455.62m)短起至1
21、385m循環(huán)舉砂后,下鉆在1460m附近遇阻,采用低轉速、小排量泵送無法通過,分析形成了新臺階,后采用專用工具破除臺階后下導向組合得以通過。,難點分析,8、井眼清潔困難,油基鉆井液的高溫低剪切速率粘度和動塑比低,攜砂能力差。 威201-H1井分別在504~625m、850~1025m、1440~1600m井段存在大肚子,大肚子附近環(huán)空返速低,攜砂能力大大降低。 水平段長,加上鉆頭、螺桿及井下隨鉆儀器等的影響,井下循環(huán)壓耗大,限制了循
22、環(huán)排量的進一步提高。 采用井漿循環(huán),井下巖屑無法有效帶出,只能頻繁采用2.2~2.5g/cm3的重漿段塞舉砂清潔井眼。 在大斜度井段1440~1550m (井斜45°~70°)附近,砂床嚴重,但由于地層疏松、可鉆性好,不宜在此段進行重漿舉砂作業(yè),對該井段的井眼清潔作業(yè)帶來一定難度。 重漿舉砂過程中,由于重漿攜帶的巖屑濃度過大,加上重漿流經(jīng)大肚子段時的“抽吸”作用,使大肚子內的巖屑大量返出,堵塞環(huán)空流道并頻繁蹩停
23、頂驅,卡鉆風險極大,井眼清潔存在較大難度。,難點分析,9、固井難點,井眼清潔難(橢圓形井眼、水平段巖屑自重下沉、油基泥漿); 套管居中難(水平段套管自重貼邊、偏心); 提高頂替效率難度大(套管偏心、油基泥漿清除、頂替流態(tài)、竄槽); Ⅰ、Ⅱ界面膠結強度不易保證(界面清洗、潤濕反轉); 水泥漿及水泥石性能要求高(沉降穩(wěn)定性、析水、水泥石滲透率、水泥石強度、韌性、抗沖擊能力)。,難點分析,,,,提 綱,,,難點分析,二,,,殼牌頁巖
24、氣鉆井情況,四,,川慶頁巖氣鉆完井情況,三,,,國內外頁巖氣鉆井現(xiàn)狀分析,一,下步工作方向,五,殼牌頁巖氣鉆井情況,1、殼牌項目概況,2009年12月,中國石油與Shell合作開發(fā)富順—永川區(qū)塊的頁巖氣項目正式啟動。,殼牌頁巖氣鉆井情況,殼牌富順-永川頁巖氣項目已完鉆頁 巖氣井2口——Yang101,Zhen101井; 正在實施Lai101井的現(xiàn)場施工; 計劃7月份實施Tan101,Yang 101-H2 和Gu101三
25、口水平井。,殼牌已完成井時效分析,殼牌頁巖氣鉆井情況,2、鉆井表現(xiàn),殼牌項目二開井段優(yōu)選高轉速高扭矩螺桿+Smith PDC鉆頭(優(yōu)選7刀翼),配合MWD+伽馬隨鉆導航實現(xiàn)單趟螺桿進尺在1200m左右,最高達到1749m,平均機械鉆速達15m/h 。,7刀翼PDC鉆頭,殼牌頁巖氣鉆井情況,3、工具質量控制,所有工具完全按照API 7-1和API 7-2標準設計和制造; 所有入井工具嚴格按照DS-1標準探傷檢驗,保證井下安全。,磷化處理
26、,后孔結構,變徑結構,,,,,,難點分析,二,,,殼牌頁巖氣鉆井情況,四,,川慶頁巖氣鉆完井情況,三,,,國內外頁巖氣鉆井現(xiàn)狀分析,一,下步工作方向,五,提 綱,川慶頁巖氣鉆完井情況,到目前為止四川油氣田完成了1口水平井和6口直井(包括2口反承包井——Yang 101、zhen101)。鉆井周期由第一口井(威201井)的121天縮短到34.39天(威201-H1井),平均機械鉆速由2.23m/h提高到10.88m/h。,已完鉆井統(tǒng)計表
27、,井身結構均為”三開三完”,采用無固相/聚磺鉆井液體系。,一、直井鉆井簡況,威201,寧201,寧203,寧206,川慶頁巖氣鉆完井情況,頁巖氣直井基本指標,表層鉆進井漏、等水;,茅口、棲霞組井漏復雜;,取心井段長、用時多;,地層可鉆性差,采用牙輪鉆頭。,嘉陵江、飛仙關地層產水,限制了氣體鉆;,川慶頁巖氣鉆完井情況,二、威201-H1井鉆井情況介紹,威201-H1井2011年1月10日開鉆、2月13日鉆至井深2823.48m,水平段長1
28、079.48m,鉆井周期34.39天,平均機械鉆速10.88m/h。完井通井處理復雜37.66天,3月25日完成固井作業(yè),完井周期74天。,機械鉆速是同構造威201井同層段的2.63倍。 定向鉆井周期6.7天(進尺557m,進尺和時間均占全井20%)。 215.9mm井段全過程使用PDC鉆頭,實現(xiàn)PDC鉆頭在該地區(qū)的突破。 運用LWD跟蹤儲層鉆進,儲層鉆遇率100%。,川慶頁巖氣鉆完井情況,川慶頁巖氣鉆完井情況,1、地質分層及井身
29、結構,,川慶頁巖氣鉆完井情況,2、鉆井液工藝,龍?zhí)督M 為預防龍?zhí)兜貙涌逅?,于井?50m替入密度0.94g/cm3油基鉆井液,但鉆進中因液相侵入泥頁巖引起力學失穩(wěn)仍造成剝落坍塌,通過及時調控鉆井液性能,提高密度至1.20g/cm3,在較短時間內恢復井壁穩(wěn)定。威遠地區(qū)其它井,龍?zhí)督M普遍密度達到1.30 g/cm3以上,本井使用1.20~1.22g/cm3即實現(xiàn)了井壁穩(wěn)定,起下鉆無掛卡、龍?zhí)度⌒捻樌?,進入龍馬溪頂部電測順利。,龍
30、馬溪頁巖 為預防龍馬溪頁巖垮塌,采用密度為1.20~1.22g/cm3鉆開龍馬溪,鉆至1856m發(fā)生龍馬溪上部垮塌后,采取了一些列措施: ⑴ 及時調整泥餅質量,降低濾失量(﹤1ml); ⑵ 增加瀝青封堵劑加強對頁巖微裂縫封堵,10%; ⑶ 調整液相活度杜絕鉆井液水相侵入地層,頁巖巖石活度為0.84,保持鉆井液水相活度為0.65以下; ⑷ 針對垮塌發(fā)生及時調整和預調鉆井液密度。
31、,川慶頁巖氣鉆完井情況,水平段鉆井液密度調整 ⑴ 為防止龍馬溪底部頁巖垮塌,調整鉆井液密度至1.32~1.40g/cm3。 ⑵ 鉆至井深1987m后,重漿舉砂返出大量中粗(5~10mm)顆粒巖屑,疑為井內未正常返出的鉆屑,即加強短程起下鉆和重漿舉砂,同時調整鉆井液密度至1.40~1.45g/cm3。 ⑶ 鉆至井深2611m后,經(jīng)重漿舉砂返出大量塊狀(5~7cm)頁巖垮塌物,發(fā)現(xiàn)龍馬溪儲層頁巖
32、已發(fā)生垮塌,調整鉆井液密度至1.45~1.50g/cm3。 ⑷ 在后續(xù)作業(yè)中為提高井眼穩(wěn)定性和加強井眼清潔,鉆井液密度由1.50g/cm3逐步調整至1.85g/cm3,經(jīng)承壓堵漏作業(yè)后,鉆井液密度2.10~2.35g/cm3 。,流變性 通過試驗調整鉆井液高溫性能,提高鉆井液高溫低剪切速率粘度和動塑比,70℃溫度下Φ6/Φ3由4/2Pa↗10/8Pa,動塑比由0.21↗0.4~0.5,井口鉆井液返砂有較大改善,實現(xiàn)
33、了鉆井液常溫及高溫流變性優(yōu)控,逐步解決了油基鉆井液高溫粘度急劇下降問題,提高了大斜度水平井段鉆井液的攜砂能力。 高密度油基鉆井液 密度2.35g/cm3井漿流變性和觸變性良好,段塞重漿密度達到2.60g/cm3,為充分清潔井下垮塌提供了保障。,川慶頁巖氣鉆完井情況,全井分段鉆井液,川慶頁巖氣鉆完井情況,3、井眼軌跡,川慶頁巖氣鉆完井情況,4、分段時效,川慶頁巖氣鉆完井情況,,(一)探索形成了頁巖氣物探采集處理解釋評價技術,
34、1、形成了一套頁巖氣地震勘探的采集技術(表層結構調查技術、激發(fā)接收參數(shù)優(yōu)選技術、觀測系統(tǒng)測試技術等),可獲得高分辨率、高信噪比的地震資料。,長寧二維地震施工設計圖,威遠三維地震施工設計圖,三、川渝氣田取得的初步成果,川慶頁巖氣鉆完井情況,2、形成了頁巖氣低信噪比地震資料精細處理綜合配套技術,獲得了高品質地震剖面。,,,長寧地區(qū)新老剖面對比,NW,98LC18線,2010CN22線,,98年老資料,2010年新資料,川慶頁巖氣鉆完井情況,
35、3、初步形成了頁巖氣區(qū)帶地震評價技術,提高了優(yōu)質頁巖區(qū)域分布的預測精度。,川慶頁巖氣鉆完井情況,4、微地震地面監(jiān)測采集技術的試驗與應用取得了初步成效。,初步解釋結果表明:已實施壓裂的三層頁巖都形成了一定規(guī)模的體積裂縫,其中威201筇竹寺規(guī)模最大,威201龍馬溪形成的規(guī)模最小。,,威201筇竹寺組地面微地震監(jiān)測結果,威201龍馬溪組地面微地震監(jiān)測結果,100m,150m,200m,寧201龍馬溪組地面微地震監(jiān)測結果,,130m,川慶頁巖氣
36、鉆完井情況,川慶頁巖氣鉆完井情況,威201-H1井龍馬溪地層地應力方位,(二)初步形成了頁巖氣水平井鉆井配套工藝技術,直井井身結構,339.7mm套管下至300,244.5mm套管,,,1、井身結構優(yōu)化,根據(jù)威遠、長寧構造的地質特征和復雜情況,為有效控制成本、減少風險、縮短周期,井身結構從直井的三開結構簡化為水平井二開結構,再進一步優(yōu)化為井眼尺寸相對較小的水平井三開非標結構。,二開二完,三開三完,非常規(guī)井身結構,川慶頁巖氣鉆完井情況,,
37、2、低密度+充氣鉆井技術,威201-H1井及威201-H3井采用無固相+間斷充氣鉆井,克服了威遠地區(qū)普遍存在的表層鉆進井漏、等水、難以實施連續(xù)作業(yè)的問題,同比鄰井節(jié)約鉆井周期6天以上。,3、叢式井組上部地層防斜打快技術,根據(jù)叢式井組防碰需要,采用PDC+彎螺桿+MWD導向鉆井技術,解決了威遠地區(qū)上部長興、龍?zhí)兜貙右仔眴栴},井斜得到了有效控制,鉆井速度也得到較大提高,威201-H3井機械鉆速達到10m/h,同比鄰井威201井同層段(6m/
38、h)提高了80%。,川慶頁巖氣鉆完井情況,4、鉆頭優(yōu)選技術,試驗應用個性化PDC鉆頭,成功穿越茅口、棲霞地層,實現(xiàn)二開全過程PDC鉆頭鉆進,獲得PDC鉆頭應用和機械鉆速提高雙突破。威201-H1井平均機械鉆速10.88m/h,初步形成威遠地區(qū)頁巖氣鉆井鉆頭選型模式。,入井前,出井后,川慶頁巖氣鉆完井情況,5、頁巖氣油基泥漿配套技術,針對水平穿越頁巖儲層、井壁穩(wěn)定性差的難題,威201-H1井采用油基鉆井液,探索了平衡巖石應力與化學抑制相結
39、合的治理頁巖垮塌鉆井液技術。 突出保護環(huán)境、保護儲層,川慶鉆采院在殼牌頁巖氣井陽101井鉆井液服務中,上部井段采用K2SO4聚合物鉆井液體系,下部井段采用合成基鉆井液,所有處理劑都可生物降解、所有鉆井液和鉆屑都回收處理,實現(xiàn)了零事故、零復雜、零污染。,川慶頁巖氣鉆完井情況,,優(yōu)化入窗軌跡:采用“穩(wěn)斜探頂、復合入窗” 的軌跡控制方式,復合鉆進探儲層,增強了應對儲層變化進行垂深調整的主動性。威201-H1井在儲層提前34.56m的情況下,
40、實現(xiàn)了一次性入靶。,6、長水平段軌跡控制技術,川慶頁巖氣鉆完井情況,優(yōu)化鉆具組合:在力學分析的基礎上,采用加重鉆桿代替鉆鋌、合理倒裝鉆具、復合鉆具組合等措施,大大降低了井下摩阻,提高了鉆井效率。 加強地質導向:發(fā)揮地質錄井作用,建立工程與地質相結合的導向模式,采用MWD+伽瑪隨鉆儀器,準確跟蹤儲層,儲層鉆遇率達到100%。,定向參數(shù)+伽馬,川慶頁巖氣鉆完井情況,,7、頁巖氣水平井固井技術,開展頁巖氣水平井段不規(guī)則井眼水泥漿頂替技術和油
41、基鉆井液條件下膠結界面潤濕反轉技術的研究與應用。沖洗液——采用30m3表面活性沖洗液,徹底改變井壁和套管壁潤濕性,使從親油變親水,提高第一、第二膠結面膠結強度。,隔離液——環(huán)空高度300m粘滯加重隔離液,控制水泥漿與泥漿竄槽。水泥漿量——注入水泥漿比理論需要量多30m3,增加接觸時間。,川慶頁巖氣鉆完井情況,,流變性——頂替液的動切力、塑性粘度、動塑比都高于被頂替液的相應參數(shù),形成流變性級差,實現(xiàn)有效驅替。水泥漿密度——固井前鉆井
42、液密度2.20g/cm3;采用水泥漿密度2.0g/cm3,盡可能縮小頂替液與被頂替液間的密度差,改善頂替效果。 威201-H1井斯倫貝謝測井解釋:固井質量以中等為主,環(huán)空內大部分為固結好的水泥,有兩條較大的連續(xù)的竄槽,2052m~2074m狹長竄槽和1953m~1967m連續(xù)竄槽,以及若干小竄槽。,川慶頁巖氣鉆完井情況,,川慶頁巖氣鉆完井情況,固井質量合格,滿足下步大規(guī)模壓裂作業(yè)要求。,,(三)威201-H1井頁巖氣儲層壓裂方案
43、——噴砂射孔,川慶頁巖氣鉆完井情況,1、復合式可鉆橋塞參數(shù),實心橋塞,采用復合材料,比重較小,具有良好的可鉆性能,節(jié)省鉆塞時間,減少長時間鉆磨對套管的損環(huán)。,2、噴砂射孔工具,川慶頁巖氣鉆完井情況,噴嘴直徑為3.175mm,60°相位螺旋布孔; 上孔眼與下孔眼的垂直間距為450mm,噴槍共有6個噴嘴; 噴射時間10min,穿透套管的孔徑為10mm、穿透水泥環(huán)的孔徑為19mm、穿 透地層的孔徑為22mm,穿透深度為7
44、62mm。,川慶頁巖氣鉆完井情況,噴砂液:噴射液采用膠液, 配方:瓜膠+殺菌劑 粘度:30-40mpa.s(170S-1 )。 射孔磨料:100目石英砂。,3、噴砂液及磨料,噴射液:12段總液量300m3準備,準備8具45m3罐,用1具45m3罐作為沉砂罐,用電潛泵將膠液泵注到另外的45m3罐里,將液體建立循環(huán),重復利用噴射液。 射孔磨料:準備100目的石英砂70噸(
45、12層96組,共576孔)。,4、噴砂材料準備,,川慶頁巖氣鉆完井情況,5、井口設備,最大施工規(guī)模:2426.1m3 (寧203井) 最大注液排量:測試排量15.9m3/min,壓裂施工排量15.0m3/min 最大加砂量:102.2T(寧203井),6、大規(guī)模壓裂改造及施工地面配套技術,川慶頁巖氣鉆完井情況,小于3000m3采用儲液罐大于3000m3采用儲水池,儲液系統(tǒng),供液系統(tǒng),研制了井口專用裝置,優(yōu)化大排量供液流程,滿足大排
46、量壓裂改造。 (10.0m3/min以上),連續(xù)配液系統(tǒng),研制連續(xù)混配裝置,實現(xiàn)連續(xù)配液、連續(xù)施工,滿足排量15~20m3/min。,地面配套技術,川慶頁巖氣鉆完井情況,7、裂縫監(jiān)測技術,測井監(jiān)測技術:主要應用井溫測井、同位素測井、交叉偶極橫波測井資料,實現(xiàn)壓后裂縫監(jiān)測評價。,,微地震監(jiān)測技術 實現(xiàn)壓裂過程中的裂縫實時監(jiān)測。,川慶頁巖氣鉆完井情況,開展可回收重復利用壓裂液攻關研究,單井可回收壓裂液60-70%,減少了用水量,降低了成本
47、。,8、可回收壓裂液技術,低溫體系60℃剪切曲線,中溫體系70℃剪切曲線,中溫體系80℃剪切曲線,川慶頁巖氣鉆完井情況,采用帶壓作業(yè)下油管技術,保護油氣層,提高了壓裂液返排效果和作業(yè)效率。,9、帶壓起下油管技術,3500m井深的2″連續(xù)油管裝備,川慶頁巖氣鉆完井情況,,,,,,難點分析,二,,,殼牌頁巖氣鉆井情況,四,,川慶頁巖氣鉆完井情況,三,,,國內外頁巖氣鉆井現(xiàn)狀分析,一,下步工作方向,五,提 綱,1、開展頁巖氣藏地質特征
48、及儲層特性研究,,美國主要頁巖氣田的分布與特征,,,下步工作方向,根據(jù)儲層評價進行井位優(yōu)選,四川盆地優(yōu)質頁巖層薄,地球物理參數(shù)變化小,儲層識別難度大; 對烴源巖3D分布預測還有待研究; 需對儲層進行評價,優(yōu)化水平井井位的布署。,烴源巖3D空間分布預測—TOC體,下步工作方向,2、開展頁巖氣藏地應力研究,頁巖氣采用長水平段加分段壓裂是提高單井產量的有效手段之一。美國的壓裂改造實踐證明,水力壓裂方向與水平井方向的關系將很大程度影響最終產
49、量。,水平井與直井壓裂后的裂縫溝通對比,水平井的方向應與最大應力方向垂直,水平井方位不同導致的壓裂效果不同,下步工作方向,威遠、長寧構造含龍馬溪、筇竹寺兩套儲層,具有可比性的同時又存在差異,需要根據(jù)不同的地質構造特征和復雜情況,制定有針對性的井身結構,控制成本的同時減少作業(yè)風險和縮短作業(yè)周期,為頁巖氣藏的提速、提效提供技術支撐。,二開二完,三開三完,非常規(guī)井身結構,下步工作方向,3、繼續(xù)開展四川盆地頁巖氣藏水平井井身結構及井眼軌跡優(yōu)化,
50、鑒于頁巖氣叢式水平井開發(fā)要求,井眼軌跡將由二維變成三維,同時要求縮短靶前距、提高造斜率,需攻克以下技術難點: 叢式井組三維井眼軌跡控制技術 三維大摩阻井眼安全施工技術(摩阻計算、鉆具組合、安全下套管等),水平投影圖,越往外圍,難度增加,周期增長,前場,后場,下步工作方向,后場,前場,4、進行四川盆地頁巖氣藏充氣治漏提速技術研究,產水量大(威201-H1井達到70m³/h )污水池容量較小,不能實施現(xiàn)場排放“邊鉆進、邊回
51、注”充氣鉆井工藝還需進一步完善,通過試驗研究,形成長寧、威遠構造表層充氣鉆井技術規(guī)范,力爭3天鉆完表層漏失段,實現(xiàn)治漏提速。,下步工作方向,,,5、開展頁巖氣藏優(yōu)快鉆井鉆頭優(yōu)選及配套工具試驗研究,鉆頭選型:通過鉆頭的優(yōu)選,探索實現(xiàn)“三個一”的目標,即直井段一趟鉆,造斜段一趟鉆,水平段一趟鉆。 井眼清潔:頁巖氣水平井鉆進過程中,由于井眼不規(guī)則,水平段較長,井眼清潔難度較大,因此,需加大井眼清潔器的研發(fā)和試驗力度,完善井眼清潔技術。 水
52、平段延伸:常規(guī)導向鉆進過程中,由于扭矩摩阻大導致水平段延伸能力不足,需積極開展水力震蕩器等井下工具的試驗研究。,下步工作方向,深入開展油基鉆井液機理分析,配套完善鉆井液現(xiàn)場工藝技術; 開展泥頁巖膜化封堵技術研究與應用,提高鉆井液防塌能力; 研發(fā)和引進油基鉆井液流型調節(jié)劑,提高低剪切速率下的鉆井液粘度, 有效解決大斜度及水平段的井眼凈化問題; 加強油基鉆井液儲層及環(huán)境保護研究,開展合成基鉆井液的試驗應用; 做好鉆井液回收
53、利用,降低鉆井液成本。,6、進一步開展油基鉆井液的研究及工藝配套,下步工作方向,威201-H1井使用油基泥漿效果并不理想,龍?zhí)?、龍馬溪出現(xiàn)較嚴重的垮塌,因此,還需繼續(xù)開展以下幾項工作。,7、開展四川盆地頁巖氣藏水平井固井技術研究,頁巖氣水平井固井質量要求高以滿足后期一次或多交增產作業(yè) 水泥石具有“三低”——低滲透率、低孔隙度、低彈性模量 “三高”——高強度、高韌性、高的抗沖擊性,頁巖氣藏地質水平井對固井作業(yè)技
54、術上的挑戰(zhàn) 提高頂替效率,實現(xiàn)水平段的有效充填難度大 頁巖水敏,性脆,井壁易垮塌,對固井優(yōu)化設計提出更高要求,下步工作方向,8、進一步加強“三維地震+氣藏精細描述+水平井+分段壓裂”集成 技術攻關,努力提高單井產能,下步工作方向,1、加強儲層預測攻關 充分應用三維地震資料,繼續(xù)加強儲層精細預測攻關,精細刻畫儲層空間展布,提高水平井儲層鉆遇率。,2、強化儲層改造技術攻關,完善配套技術和工具
55、 加大“體積壓裂”技術、TAP技術、連續(xù)油管噴砂射孔環(huán)空無限級數(shù)分段壓裂等工藝試驗、工具研發(fā)力度。 繼續(xù)開展頁巖氣藏長水平段(1200m以上)試驗。 進行大規(guī)模加砂壓裂試驗。 加強壓裂裂縫動態(tài)監(jiān)測,為優(yōu)化壓裂設計提供依據(jù)。,,各位專家: 頁巖氣工作剛剛起步,我們雖然做了一些探索,積累了一些經(jīng)驗,但離集團公司和股份公司的要求還有一定的差距,我們將認真貫
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